《深层高应力储层压裂技术与实践》以玉门油田酒东探区深层高应力储层为对象，系统总结压裂技术研究成果与现场实施效果；剖析储层压裂改造难点，提出压裂改造技术思路和压裂液性能要求并**压裂液体系，形成综合降低地面施工压裂技术，开展典型井的压裂方案优化设计和现场实施，分析影响压裂开发稳产的关键因素和实施缝网压裂的可行性。

第1章 储层地质特征与压裂关键技术分析
1.1 储层基本特征
1.1.1 地质特征
酒东探区位于甘肃省酒泉市以东40km处，属酒泉市管辖。区内地表为戈壁，地形平缓，地面平均海拔约为1600m。区内交通发达，兰新铁路、312国道纵贯全区，交通和通信条件便利。区内春、秋季多风，**风力为9级；年平均气温为5～8℃，夏季**气温可达40℃，冬季**气温可达-30℃；干燥少雨，年平均降水量为50～200mm。
酒东拗陷自西向东依次分为天泉寺凸起、营尔凹陷、清水凸起、马营凹陷及北部的盐池凹陷。营尔凹陷位于酒泉盆地酒东拗陷的中部，西起嘉峪关隆起，东到清水凸起，南倚北祁连山麓。营尔凹陷是酒泉盆地内主要的生烃凹陷之一。
长沙岭断鼻位于营尔凹陷的中部，为一轴向近东西向、向东倾伏的鼻状构造，构造面积较大，形态较为完整。
营尔凹陷钻遇地层主要有第四系、新近系、古近系、白垩系。白垩系是主要目的层。**沉积厚度超过4000m，可进一步划分为中沟组、下沟组和赤金堡组，长沙岭构造目前发现的油气层主要有3套，由上向下依次为下沟组K1g3段、下沟组K1g1段和赤金堡组(K1c)。
1.1.2 构造特征
长沙岭构造为轴向近东西向，依附于黑梁断层向东倾伏的大型断鼻，下白垩统下沟组K1g3段圈闭面积为282km2。长沙岭大型鼻状构造受多条东倾正断层的切割，构造内断层发育，主要受延伸距离较远(15～20km)、断距较大(100～200m)的长1、长2断层的控制，使构造进一步复杂化。目前发现的主要含油圈闭层为下白垩统下沟组K1g3段和下沟组K1g1段(表1-1)。
表1-1 长沙岭大型鼻状构造圈闭要素表
在早白垩世，营尔凹陷受北祁连北缘断裂和龙首山-合黎山走滑断裂系的作用，在凹陷内形成了一组近北北东向和北西西向的共轭剪切断裂。其中，近北北东向的断层规模普遍较大，延伸距离较远，而北西西向的断层多被其切割。
1.1.3 储层特征
长沙岭下白垩统碎屑岩具有磨圆为次棱、分选为中—好、成分成熟度和结构成熟度都比较高的特点。砂岩的碎屑组成包括石英、长石、岩屑，砂岩类型主要为岩屑砂岩。
石英：平均含量为55%，变化范围为25%～74%，并见石英次生加大现象。
长石：以正长石为主，平均含量为17%，变化范围为8%～52%，并见少量长石发生局部溶蚀及长石加大现象。
岩屑：砂岩组成中岩屑含量较低，平均含量在17%左右，岩屑主要成分为变质泥岩、石英岩、酸性喷出岩等。
杂基：杂基主要为云母绿泥石质黏土，平均为6%，变化范围为1%～43%。
胶结物：胶结物为粉晶铁白云石，砂岩胶结物含量普遍比较高，平均为10%，变化范围为1%～48%。胶结物成分以白云石为主，其次为少量的方解石。
长沙岭下白垩统由于快速深埋藏压实作用及成岩作用，岩性较致密，加之构造运动较弱，构造缝不发育。钻井取心、铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜和成像测井资料反映，该区下沟组和赤金堡组储层的储集空间主要为孔隙。孔隙主要为粒间孔、溶蚀孔洞和微孔隙(如粒内微孔及粒间微孔隙等)；溶蚀孔洞分为粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔、溶孔及溶洞。
长沙岭下白垩统下沟组K1g3段有效储层物性统计显示，*小孔隙度为5.92%，**孔隙度为22.90%，平均孔隙度为13.18%；**渗透率为909.00×10-3μm2，*小渗透率为0.48×10-3μm2，平均渗透率为7.153×10-3μm2(表1-2)。
表1-2 长沙岭下白垩统下沟组K1g3段有效储层物性统计表
1.1.4 储层类型
根据长沙岭白垩系储层毛管压力曲线形态和储层物性特征，可将储层分为两类，即孔隙型储层和致密型储层。
孔隙型储层：主要见于粉细砂岩、含砾砂岩和砾岩中，孔隙类型以原生孔隙为主，发育有少量的溶孔、晶间孔等次生孔隙。储层孔隙度为6%～15%，渗透率大于0.5×10-3μm2，平均孔喉直径大于0.2μm，有效孔喉控制的孔隙体积为10%～40%。毛管压力曲线表现出孔隙型的特点。
致密型储层(非储层)：主要见于泥岩及致密砂砾岩中，基本无裂缝发育，孔隙类型以晶间孔等次生孔隙为主，原生孔隙不发育。储层孔隙度小于6.0%，渗透率小于0.5×10-3μm2，平均孔喉直径小于0.2μm，有效孔喉(直径D大于0.2μm)控制的孔隙体积小于10%，储层岩心的孔隙度和渗透率直方图如图1-1和图1-2所示。
图1-1 长沙岭下白垩统下沟组K1g3段岩心孔隙度直方图
图1-2 长沙岭下白垩统下沟组K1g3段岩心渗透率直方图
1.1.5 油藏特征
1.油气藏类型
长沙岭断鼻构造内白垩系3个油藏均为岩性-构造油藏，主要依靠天然弹性能量驱动。对于长沙岭下白垩统下沟组K1g3段油藏，通过测井解释和试油试采证实油藏顶部是油层。其油藏内的气为溶解气(表1-3)。
表1-3 长沙岭下白垩统下沟组K1g3段油藏参数表
2.温度及压力系统
根据实测温度数据可以得到储层温度与储层深度的关系方程：
T=27.0589+0.0254H(1-1)
式中，T为储层温度，℃；H为储层深度，m。
从式(1-1)可得平均地温梯度为2.54℃/100m。该地温梯度属于低温的范畴，与我国西部地区总体地温梯度一致。
长沙岭构造实测油层中部温度为125～144.44℃。
通过C101井的地层测试数据及其高压物性分析结果，可得到K1g3段原始地层压力与海拔的关系：
P=50.64-0.00697H(1-2)
式中，P为原始地层压力，MPa；H为油藏海拔，m。
3.流体性质
依据C3井的高压物性可知，地下原油密度为0.697g/cm3，地层原油黏度为0.224mPa s，地面原油密度为0.810g/cm3，原始气油比为145m3/m3，体积系数为1.375，地层原油压缩系数为28.779×10-4MPa-1，饱和压力为20.72MPa。流体特征表现为轻质成分含量较高、重质成分含量较低。依据C101井PVT分析数据可知：地层水密度为0.996g/cm3，脱气水密度为1.055g/cm3，黏度为0.44mPa s，气水比为1.12m3/t(1.18m3/m3)，地层水体积系数为1.06，地层水压缩系数为6.981×10-4MPa-1，水型为NaHCO3型。
1.2 前期压裂分析
表1-4为酒东前期压裂情况统计。从C2井的压裂施工曲线判断，试压90MPa，在对应75min前油压3次出现明显下降，可能是某台压裂车出现了问题。施工排量从0.5m3/min提升到1.5m3/min后施工压力保持在60MPa左右，无明显地层破裂特征。注前置液后期的排量提升至3.0m3/min，施工压力为76～78MPa。开始加砂时的施工压力略有下降，采用了近线性加砂模式，在砂比接近20%时压力急剧上升，之后顶替过程中压力超过90MPa，多次起泵未完成顶替，此次压裂共加砂12m3，压后未取得增产效果。
表1-4 酒东前期压裂情况统计
C3井压裂采用施工管柱：5″套管(3050m)+31/2″油管(110m)+27/8″油管(490m)组合管柱，油管下入深度为3650±2.0m，设计的顶替液量达到42.2m3。2006年10月7日施工，压裂井段为4650.5～4711m，跨度为60.5m，射开厚度为17.8m/9层。前置液为244.5m3，携砂液为125m3，前置液比例高达66%。实际加砂为30/50目陶粒21.1m3(设计为27m3)，砂比为5.8%～20%，平均为14.5%；设计砂比为6.5%～33%，未完成设计的加砂量，工艺未获成功。
该井压后未增产，产液剖面测试出现增产失败，产量降低。可能原因如下：①前置液用量过多，破胶剂浓度过低，破胶不彻底，影响压裂液返排，导致压裂形成二次污染；②按射开厚度计算的加砂强度为1.18m3/m，加砂强度低，改造力度有限，且采用30/50目陶粒的导流能力较低；③纵向上多层压裂的压开程度不均匀，可能导致渗透性好的部分层段进入较多的前置液，但由于滤失相对较大，裂缝扩展不充分，支撑剂进入少，改造基本无效。
C4井压裂采用施工管柱：5″套管+31/2″+27/8″油管组合，设计的顶替液量达到40m3。2008年7月16日施工，压裂井段为4939.8～5019.2m，跨度为79.4m，射孔段厚度为19.4m/6层。该井压裂的总液量为282.9m3，施工压力一直维持在90MPa，施工排量为2.6m3/min，由于施工压力高，采用了较小的前置液量62m3。加砂过程中摩阻较大，施工压力未出现降低迹象，采用了中低砂比进行加砂，该井共加入支撑剂1.87m3+15m3(设计粉陶2m3，30/50目陶粒18m3)，砂比为6%～20%，平均为11.7%，无增产效果。
1.3 压裂改造的主要难点
综合分析酒东压裂有关的储层特征和前期压裂施工情况，认为该探区压裂改造的主要难点如下。
(1)长沙岭构造受多条东倾正断层的切割(图1-3)，自西向东被切割为多个局部断块，断层复杂可能导致裂缝发育、构造应力复杂。
岩心分析表明，C2井层理、微裂缝较发育。另外，根据C102井施工压力特征判断明显遇到了裂缝。对于裂缝性(或压裂过程中裂缝张开)储层的压裂，由于天然裂缝导致岩石的力学性质发生较大变化，使裂缝性储层的扩展比均质砂岩油藏的裂缝扩展复杂得多。目前对裂缝性油藏压裂的滤失方面的研究甚少，还没有一套完整的裂缝扩展和滤失模型，难以实现定量优化。
在断层附近可能导致附加的构造应力，使水平应力急剧增加，导致裂缝地层破裂压力和裂缝延伸压力大大增加，压开地层的难度很大，加砂更是难上加难。当水平应力增加到接近垂向应力时，可能出现复杂裂缝扩展状态，*近国外研究人员在深达3000m的地层发现了水平裂缝的证据。
图1-3 长沙岭二次三维过C7井地震剖面示意图(Line614)(单位：m)
(2)局部构造引起停泵压力梯度大，对应裂缝闭合压力高，支撑剂易破碎或嵌入地层导致裂缝的宽度窄、有效导流能力低。
C3井和C4井的停泵压力分别为64MPa、73MPa。产生如此高的停泵压力梯度的原因有两个：一是由于埋藏深及岩性比较硬；二是由局部构造应力变化造成储层**与*小主应力差很小，裂缝形态复杂。裂缝有可能在垂直平面内扩展，然后逐渐产生偏转，甚至会产生垂直到水平的T形裂缝，形成高停泵压力梯度。
(3)异常高压(表1-5)也证实储层存在巨大的挤压应力，同时异常高压导致裂缝闭合慢，对于致密储层可能导致井口油套压居高不下，返排控制困难，易出现支撑剂回吐。
形成异常高压的主要原因如下：①高的供水源；②地质构造作用，造成地层上升、巨大地应力的挤压；③水热增压作用，温度升高，流体体积膨胀；④渗透作用，水由盐浓度低的一侧通过泥岩半透膜向高侧渗透。因此，酒东复杂断块油田异常的主要成因应为地质构造作用。
表1-5 酒东长沙岭地区地层压力测试数据(K1g3)
(4)长沙岭各油层段单砂层平均厚度一般为2～3m，多薄层导致多条裂缝同时起裂，延伸差的裂缝难以进砂，不利于纵向上的均匀改造。薄层压裂如果隔层的应力差较小，则可导致裂缝高度延伸大，影响压裂的横向延伸，同时导致纵向上的支撑剂铺置不合理。

目录 第1章 储层地质特征与压裂关键技术分析 1 1.1 储层基本特征 1 1.1.1 地质特征 1 1.1.2 构造特征 1 1.1.3 储层特征 2 1.1.4 储层类型 2 1.1.5 油藏特征 3 1.2 前期压裂分析 4 1.3 压裂改造的主要难点 5 1.4 压裂改造的技术思路 7 第2章 压裂有关的基础实验测试分析 9 2.1 压裂过程中的储层伤害分析 9 2.1.1 压裂液对压裂裂缝的伤害 9 2.1.2 压裂液对基岩的伤害 9 2.1.3 压裂液用添加剂对储层压裂效果的影响分析 10 2.2 储层敏感性实验评价 12 2.3 储层岩石力学实验评价 12 2.4 支撑剂导流能力测试评价 14 第3章 压裂液体系研究与评价 16 3.1 压裂液体系的性能要求 16 3.2 压裂液体系的优选评价 16 3.2.1 瓜尔胶优选与性能实验评价 16 3.2.2 压裂液添加剂优选与实验评价 17 3.2.3 压裂液体系配方优化实验 20 3.2.4 压裂液伤害实验 22 3.3 高温压裂液体系的应用完善 23 3.4 加重压裂液体系优化 25 3.4.1 加重材料优选 25 3.4.2 加重压裂液性能优化实验 26 3.4.3 加重压裂液摩阻分析 27 3.4.4 加重压裂液适应性分析 28 3.4.5 加重压裂液技术的若干问题 29 第4章 地层破裂压力预测与降破裂压力技术 31 4.1 地层应力与地层破裂压力预测 32 4.1.1 地层破裂压力预测技术 32 4.1.2 地层破裂压力与地应力应用分析 34 4.2 射孔降低地层破裂压力分析 43 4.3 酸预处理降低地层破裂压力分析 45 第5章 **压裂工艺技术 46 5.1 控缝高压裂工艺技术 46 5.1.1 控缝高工艺技术分析 46 5.1.2 裂缝高度影响因素模拟分析 48 5.1.3 人工隔层控缝高技术 51 5.2 多裂缝**工艺技术研究 53 5.2.1 酒东探区多裂缝的形成机理分析 53 5.2.2 多裂缝**工艺技术研究 54 5.3 防支撑剂嵌入工艺技术 56 5.3.1 支撑剂对地层岩石的嵌入测试 56 5.3.2 防止支撑剂嵌入提高压后有效导流能力的技术措施 57 5.4 压后定量放喷技术 58 第6章 K1g3储层单井压裂方案设计与实施分析 60 6.1 油井基础数据 60 6.1.1 基本数据 60 6.1.2 录井解释 61 6.1.3 测井解释成果 62 6.1.4 中途试油数据 63 6.2 地层破裂压力分析与预测 63 6.3 压裂改造可行性分析 64 6.3.1 压裂改造潜力评价 64 6.3.2 影响压裂改造效果的不确定因素分析 66 6.3.3 压裂工程可行性 67 6.3.4 管柱强度校核 67 6.4 压裂改造的难点与对策 67 6.4.1 压裂改造的主要难点分析 67 6.4.2 压裂改造的主要技术对策 68 6.5 压裂施工材料优选 69 6.5.1 支撑剂选择 69 6.5.2 压裂液体系优选 69 6.6 压裂参数设计 70 6.6.1 裂缝参数优化 70 6.6.2 施工排量优化 70 6.6.3 压裂施工规模的确定 71 6.6.4 压后参数预测 71 6.7 压前施工准备 72 6.8 压裂施工程序 73 6.9 压裂管柱示意图 77 6.10 现场实施分析 77 6.11 压后效果分析 78 第7章 K1g1储层单井压裂设计与现场实施分析 79 7.1 油井基础数据 79 7.1.1 基本数据 79 7.1.2 钻井简况 79 7.1.3 录井成果 80 7.1.4 测井解释成果 81 7.1.5 固井质量 81 7.2 压裂改造可行性分析 81 7.2.1 地层破裂压力分析与预测 81 7.2.2 压裂工程可行性 84 7.3 压裂改造的难点与对策 85 7.3.1 压裂改造的主要难点分析 85 7.3.2 压裂改造的主要技术对策 85 7.4 压裂施工材料优选 86 7.5 压裂参数设计 86 7.5.1 施工排量优化 86 7.5.2 压裂施工规模的确定 87 7.6 压前施工准备 87 7.7 压裂施工程序 87 7.8 压裂管柱示意图 91 7.9 现场实施分析 91 第8章 酒东区块压裂井稳产能力评价 92 8.1 K1g3储层压裂施工资料系统分析 92 8.1.1 施工参数与地层物性的关系 92 8.1.2 压裂工艺技术措施分析 94 8.1.3 压裂效果统计分析 96 8.1.4 K1g3储层压裂效果影响因素分析 99 8.2 单井稳产关键性因素数值模拟分析 103 8.2.1 数值模拟模型的建立 103 8.2.2 历史拟合 105 8.2.3 影响稳产的关键因素分析 109 8.3 区块产能递减影响因素分析 114 8.3.1 施工参数与地层物性参数关系 114 8.3.2 压后产能递减分析 117 8.3.3 压后产能递减敏感性分析 119 第9章 提高压裂井长效导流能力工艺技术分析 125 9.1 薄层压裂控缝高对策研究 125 9.1.1 C4井分层应力参数分析 125 9.1.2 纵向地应力波动对压裂的影响 128 9.1.3 强构造应力区的高排量反常砂堵 135 9.1.4 层间缝控缝高机理模拟分析 140 9.1.5 控缝高工艺研究 143 9.2 压裂裂缝壁面清洁技术研究 144 9.2.1 酸洗 145 9.2.2 生物酶处理 145 9.2.3 防返胶剂 145 9.3 酒东高应力储层缝网压裂适应性评价与实例计算 146 9.3.1 评价方法 146 9.3.2 评价分数计算 147 9.4 提高裂缝有效长度的施工参数优化 150 9.4.1 天然裂缝数值化模型与案例井压裂施工模拟 151 9.4.2 压裂液排量优化 153 9.4.3 压裂液黏度优化 159 9.4.4 压裂液液量优化 164 参考文献 167